YACIMIENTOS DE ACUERDO AL

DIAGRAMA DE FASES

Jardines Guerrero Manuel ArmandoPatiño Rodríguez Edgard AlanVite Ortega Lourdes Alejandra

Instituto Tecnológico Superior de Poza RicaI.T.S.P.R.

Propiedades de los fluidos petroleros

CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS BASADO EN DIAGRAMAS

DE FASE

El comportamiento termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos, se puede utilizar para propósitos de clasificación; tomando como base su diagrama de comportamiento de fases, el cual es una gráfica temperatura-presión, donde se presentan los siguientes elementos: la curva llamada envolvente de fases, que resulta de unir las curvas de puntos de burbuja y puntos de rocío que exhibe la mezcla a diferentes temperaturas y presiones; curvas que se unen en el punto denominado punto crítico, que son la temperatura y presión máximas, respectivamente, a las cuales la mezcla de hidrocarburos puede permanecer en dos fases en equilibrio como se muestra en la siguiente figura.

DIAGRAMA DE FASES PARA FLUIDOS EN EL YACIMIENTO

YACIMIENTOS DE ACEITE NEGRO

Estos Yacimientos se caracterizan por que producen un líquido negro o verde negruzco de allí su nombre (aceite negro), con una densidad relativa mayor de 0.800 gr/cm3 @ c.s., otra característica es que tienen una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y NO VOLÁTILES. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen una GOR ≤ 1000 ft3/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. El Bo ≤ 2.0 y el contenido de C7+ es mayor o igual al 30 % Mol. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad específica decrece lentamente con el tiempo de explotación del yacimiento y al declinar la presión de yacimiento a la presión de burbuja (Pb) vuelve a incrementarse ligeramente.

DIAGRAMA DE FASES PARA UN YACIMIENTO DE ACEITE NEGRO

Temperatura, °F

Pre

sión,

psi

a

VARIACIÓN EN EL PORCENTAJE DE C+7 DE ACUERDO A LA GOR INICIAL

YACIMIENTOS DE ACEITE VOLÁTIL

Estos yacimientos producen un aceite café claro a verde, con una densidad relativa entre 0.740 y 0.800 @ c.s. y con una relación gas-aceite instantánea (GOR) de 1 000 a 8 000 ft3/Bl. La temperatura crítica (Tcr), es también menor que en los crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento “TR (Tcr > TR)”. LAS LÍNEAS DE CALIDAD NO ESTÁN IGUALMENTE ESPACIADAS SE ENCUENTRAN DESPLAZADAS HACIA ARRIBA, HACIA EL PUNTO DE BURBUJA. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos pueden convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión declina por debajo del punto de burbuja. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. El Bo > 2.0, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser del tipo gas condensado. La relación Gas Aceite (GOR) y la gravedad específica (oAPI) se incrementan con la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja.

DIAGRAMA DE FASES PARA UN YACIMIENTO DE ACEITE VOLÁTIL

Pre

sión,

psi

a

Temperatura, °F

YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO (RETRÓGRADO)

Estos Yacimientos Producen un liquido ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente, también se les llama condensados. Su densidad relativa oscila entre 0.740 y 0.780 @ c.s. y con relaciones gas aceite instantáneas (GOR) que van de 70 000 a 100 000 ft3/Bl. El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados. La (Tcr < TR) y el punto cricondentérmico es mayor que temperatura del yacimiento (TR). A medida que la presión declina, el líquido normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. La gravedad específica se incrementa a medida que la presión cae por debajo de la presión de rocío.

CONDENSACIÓN RETRÓGRADA

Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la presión de rocío, se entra a la región de dos fases, ocurriendo la llamada CONDENSACIÓN RETRÓGRADA de las fracciones pesadas e intermedias, que se depositan como líquido en los poros de la roca. La presión en el punto 1, indica que el sistema se encuentra en la fase gaseosa y a medida que la presión disminuye y alcanza la curva de rocío, se comienza a formar el líquido. El punto 2 en el sistema indica 18 % de líquido y 82 % de gas, a este fenómeno se le denomina condensación retrograda. Al seguir bajando la presión del punto 2 al punto 3, LA CANTIDAD DE LÍQUIDO DISMINUYE HASTA DESAPARECER.

DIAGRAMA DE FASES PARA YACIMIENTOS DE GAS Y

CONDENSADO (RETRÓGRADO)

Pre

sión,

psi

a

Temperatura, °F

YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO

Este tipo de yacimientos producen un liquido transparente, con una densidad relativa menor a 0.740 @ c.s. y con relaciones gas-aceite > 15 000 ft3/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas que yacen debajo de la temperatura del yacimiento, la línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero SI en la superficie. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. Se producen menos de 60 STB de alto octanaje de crudo, por cada millón de pies cúbicos de gas producidos.

DIAGRAMA DE FASES PARA YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO

Pre

sión,

psi

a

Temperatura, °F

YACIMIENTOS DE GAS SECO

Estos yacimientos producen principalmente METANO y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en el yacimiento ni en la superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar el gas original in-situ y predecir reservas de gas.

DIAGRAMA DE FASES PARA YACIMIENTOS DE GAS SECO

Temperatura, °FPre

sión,

psi

a

ENVOLVENTE DE FASES P-T

ANÁLISIS COMPOSICIONAL DE HIDROCARBUROS TÍPICOS, REPRESENTATIVOS DE TIPOS DE

YACIMIENTOS

CONCLUSIÓN

Es importante el conocimiento de estos tipos de yacimientos como son de aceite negro, volátil, gas y condensado, gas húmedo y gas seco; ya que casa uno tiene propiedades únicas las cuales intervienen en gran forma en lo que se refiere a la distribución de los fluidos dentro del yacimiento, su volumen y su transformación desde el yacimiento hacia los separadores. Debemos tener en cuenta estas características para tener una óptima producción y predecir el comportamiento de estos yacimientos a corto y largo plazo.